一种稠油乳状液储层动态粘度的测试方法

本发明涉及一种稠油乳状液储层动态粘度的测试方法，属于稠油油藏水/蒸汽驱开发和提高采收率领域。

背景技术：

1、稠油油藏资源丰富，但稠油通常具有胶质、沥青质含量高、粘度大等特点。稠油开发过程中，一方面由于其粘度较注入水大，导致水驱采收率低。其次，稠油中胶质和沥青质等活性物质容易吸附于油水界面形成油包水乳状液，进一步使其粘度增大，流动性降低。此外，化学驱提高稠油采收率时，通常是通过将原油乳化形成小粒径油滴分散于乳化降粘剂溶液中，并随之流动至采油井，达到提高稠油采收率的目的。不论是在成藏、水/蒸汽驱还是乳化降粘剂驱时，稠油和水相在地层孔隙介质的剪切作用下均会形成稠油乳状液。成藏和水/蒸汽驱形成的乳状液类型是油包水乳状液。而化学驱提高稠油采收率形成的是水包油乳状液。

2、常规对于稠油乳状液的制备通常是将乳化驱油剂和原油按照一定的比例混合，在经过搅拌器搅拌、乳化机乳化、超声波乳化等方式使水分散于油相中或是使原油分散于乳化驱油剂溶液中。用流变仪测量特定剪切速率条件下乳状液的剪切粘度，从而来评价稠油乳状液在地层中的动态粘度。但是该稠油乳状液的制备和粘度测试方法与实际油藏条件完全脱离。因为，稠油乳状液的形成和流动场所均为储层多孔介质。储层多孔介质的尺寸、迂曲度、孔隙壁面性质等对稠油乳状液的动态粘度有显著影响。而稠油乳状液的制备和粘度测试方法完全忽略了上述因素的影响，致使无法准确描述稠油乳状液在地层孔隙介质中动态粘度。因此，需要提供一种新的稠油乳状液储层动态粘度测试方法，以解决上述问题。

技术实现思路

1、本发明的目的是提供一种能够在模拟油藏渗流条件下，评价稠油乳状液在渗流状态下的动态粘度测试方法。

2、本发明提供的稠油乳状液的储层动态粘度的测试方法，是利用长距离岩心或填砂管模拟油藏渗流环境，首先将稠油和水/乳化降粘剂溶液按一定比例同时注入预处理岩心或填砂管；然后，待预处理岩心或填砂管两端压力稳定后，再用管线连接预处理岩心或填砂管的出口端与试验岩心或填砂管的注入端，直至试验岩心或填砂管两侧压力稳定，记录渗流速度、压差以及注入油相和水相的体积比例，将试验试验岩心或填砂管两侧压力稳定时的压力作为渗流压差。

3、具体地，本发明采用的驱替装置的结构如下：

4、所述驱替装置包括依次连接的预处理岩心和试验岩心，或预处理填砂管和试验填砂管；

5、所述预处理岩心或所述预处理填砂管的注入端连接中间容器ⅰ和中间容器ⅱ，所述试验岩心或所述试验填砂管的采出端连接液体采集装置；

6、所述预处理岩心和所述试验岩心，或所述预处理填砂管和所述试验填砂管的两端均连接压力采集系统；

7、所述预处理岩心或所述预处理填砂管、所述试验岩心或所述试验填砂管、所述中间容器ⅰ和所述中间容器ⅱ设置于恒温箱中；

8、所述预处理岩心或所述试验岩心的直径为2～5cm，长度为2.5～10cm，渗透率为0.1～200md；

9、所述预处理填砂管或所述试验填砂管的直径为2～5cm，长度为10～50cm，渗透率为200～10000md。

10、具体地，所述稠油粘度为50～200mpa·s时，所述预处理岩心的长度为2.5～10cm，渗透率为0.1～200md，其中渗透率根据油藏实际情况选择；

11、所述稠油粘度为200～400mpa·s时，所述预处理填砂管的长度为10～50cm，渗透率为200～500md，其中渗透率根据油藏实际情况选择；

12、所述稠油粘度为400～1000mpa·s时，所述预处理填砂管的长度为10～50cm，渗透率为500～1000md，其中渗透率根据油藏实际情况选择；

13、所述稠油粘度为1000～5000mpa·s时，所述预处理填砂管的长度为20～50cm，渗透率为1000～5000md，其中渗透率根据油藏实际情况选择；

14、所述稠油粘度为5000～10000mpa·s时，所述预处理填砂管的长度为30～50cm，渗透率为5000～10000md，其中渗透率根据油藏实际情况选择。

15、具体地，采用所述驱替装置进行测试的步骤如下：

16、s1、将稠油加入至所述中间容器ⅰ中，将水/乳化降粘剂溶液加入至中间容器ⅱ中，加热至乳化温度；

17、s2、打开所述预处理岩心或所述预处理填砂管的注入端和采出端，关闭所述试验岩心或所述试验填砂管的注入端和采出端，向所述预处理岩心或所述预处理填砂管中同时注入所述稠油和所述水/乳化降粘剂溶液；

18、s3、待所述预处理岩心或所述预处理填砂管的两端压力稳定后，打开所述试验岩心或所述试验填砂管的注入端和采出端，直至所述试验岩心或所述试验填砂管的两端压力稳定，记录所述稠油和所述水/乳化降粘剂溶液的总注入速度，所述试验岩心或所述试验填砂管两端的压力差和油水体积比；

19、即首先使稠油乳状液在所述预处理岩心或所述预处理填砂管中充分混合均匀，使进入到所述试验岩心或所述试验填砂管中的稠油乳状液完全均匀；

20、根据下式所示的渗流动力学方程得到稠油乳状液的储层动态粘度；

21、

22、式中，q表示稠油和水/乳化降粘剂溶液的总注入速度，ml/min；k表示试验岩心或试验填砂管的渗透率，md；l表示试验岩心或试验填砂管的长度，cm；a表示渗流面积，cm2；△p表示试验岩心或试验填砂管两端的压力差，mpa，μ表示稠油乳状液的储层动态粘度，mpa·s。

23、上述的测试方法中，步骤s1中，控制恒温箱的温度为25～100℃。

24、上述的测试方法中，所述稠油的粘度为50～10000mpa·s。

25、上述的测试方法中，所述稠油和所述水/乳化降粘剂溶液的注入速度均为0.1～10ml/min。

26、上述的测试方法中，所述稠油与所述水/乳化降粘剂溶液的体积比为1～9：1～9。

27、本发明方法适用于本领域中常规的乳化降粘剂，如表面活性剂、活性纳米颗粒、聚表剂、纳米流体、碱等。

28、本发明适用于对不同类型稠油乳状液在储层多孔介质中渗流时动态粘度的测试，如油包水乳状液、水包油乳状液和多重乳状液等。

29、本发明方法具有如下有点：

30、本发明克服了以往利用机械搅拌和超声波方法制备原油乳状液要求静态环境以及脱离油藏渗流条件等不足，不仅丰富了稠油乳状液流动性评价技术，且更加真实地模拟了乳化驱油剂在油藏多孔介质中乳化原油的渗流条件。本发明方法解决了目前室内制备原油乳状液方法与油藏实际渗流条件严重脱节的问题，能够准确地反映油藏实际条件下稠油乳状液的动态粘度。

技术特征：

1.一种稠油乳状液储层动态粘度的测试方法，包括在驱替装置中进行的如下步骤：

2.根据权利要求1所述的测试方法，其特征在于：所述预处理岩心或所述预处理填砂管、所述试验岩心或所述试验填砂管、所述中间容器ⅰ和所述中间容器ⅱ设置于恒温箱中。

3.根据权利要求2所述的测试方法，其特征在于：步骤s1中，控制恒温箱的温度为25～100℃。

4.根据权利要求1-3中任一项所述的测试方法，其特征在于：所述预处理岩心或所述试验岩心的直径为2～5cm，长度为2.5～10cm，渗透率为0.1～200md；

5.根据权利要求4所述的测试方法，其特征在于：所述稠油粘度为50～200mpa·s时，所述预处理岩心的长度为2.5～10cm，渗透率为0.1～200md；

6.根据权利要求1-6中任一项所述的测试方法，其特征在于：所述稠油和所述水/乳化降粘剂溶液的注入速度均为0.1～10ml/min。

7.根据权利要求1-6中任一项所述的测试方法，其特征在于：所述稠油与所述水/乳化降粘剂溶液的体积比为1～9：1～9。

8.权利要求1-7中任一项所述方法中的驱替装置在稠油乳状液储层流动过程中动态粘度的测试中的应用。

技术总结
本发明公开了一种稠油乳状液储层动态粘度的测试方法。所述测试方法包括如下步骤：将稠油和水/乳化降粘剂溶液分别加入至中间容器中；打开预处理岩心或砂管的注入端和采出端，关闭试验岩心或填砂管的注入端和采出端，向预处理岩心或填砂管中同时注入稠油和水/乳化降粘剂溶液；待预处理岩心或填砂管的两端压力稳定后，打开试验岩心或填砂管的注入端和采出端，直至试验岩心或填砂管的两端压力稳定，记录稠油和水/乳化降粘剂溶液的总注入速度，试验岩心或填砂管两端的压力差和油水体积比；根据渗流动力学方程即得。本发明方法解决了目前室内制备原油乳状液方法与油藏实际渗流条件严重脱节的问题，能准确地反映油藏实际条件下稠油乳状液的动态粘度。

技术研发人员：刘建斌,刘顺,蔡文斌,杜恒毅,张亚龙,王宗政,黄凯
受保护的技术使用者：西安石油大学
技术研发日：
技术公布日：2024/1/12